Сборник научных трудов «Геология в развивающемся мире» - минерализация пластовых вод практически не влияет на характер распределения частиц ПДС по размерам; - образующийся осадок ПДС, в отличие от глины, не размывается водой, что является гарантией надежной изоляции промытых прослоев. При закачке компоненты ПДС фильтруются в основном в высокопроницаемый пропласток модели неоднородного пласта с образованием там полимер-глинистых комплексов, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления пористой среды и перераспределению скоростей фильтрации по пропласткам. Результатом этих процессов является повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с обычным заводнением. Прирост коэффициента нефтеотдачи зависит от степени неоднородности или соотношения проницаемостей пропластков. Чем больше неоднородность, тем выше прирост коэффициента нефтеотдачи. Несмотря на закачивание в пласт глинистой суспензии проницаемость пористой среды призабойной зоны скважины не снижается в результате селективного повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон пористой среды и сохранения фильтрации жидкости по низкопроницаемым зонам. С целью применения ПДС на залежах с разными геолого-физическими условиями эта технология совершенствуется путем модифицирования различными химическими реагентами. В качестве модифицирующих добавок могут быть выбраны, например, алюмохлорид и комплекс солей поливалентных металлов. При совместной закачке с глинистой суспензией и полимером эти химреагенты внедряются в частицы последних, в результате чего происходит процесс и флокуляции, и сшивки с образованием полимер-дисперсной системы высокой прочности [1]. Геолого-физическая характеристика залежи. Забегаловское поднятие впервые было выявлено в 1980 г. В 1990 г. на нём были пробурены поисковые скв.1098 и скв.1099, которые подтвердили промышленную нефтеносность отложений верхнего девона. Нефтяная залежь приурочена к франско-фаменскому рифовому массиву, разрез которого разбит на три пачки: I (D3fm), II (D3f+fm), III (D3f). Каждая пачка состоит из определённого количества проницаемых прослоев, которые имеют линзовидное строение и разделены ненадёжными покрышками. Нефтесодержащими породами являются органогенные известняки с редкими прослоями доломита. Тип коллектора по геометрии пустотного пространства – преимущественно каверновопоровый. ВНК отсутствует: нижележащие водоносные пласты терригенного девона перекрываются плотными карбонатными породами речицкого, семилукского и саргаевского горизонтов. Продуктивные отложения в краевой части рифа замещаются на непроницаемые глинисто-битуминозные известняки депрессионного типа. Отсюда, нефтяная залежь по характеру геологического строения относится к массивному, литологически экранированному (запечатанному) типу. Вся продуктивная толща представляется как единый гидродинамический объект с аномально низким пластовым давлением (АНПД). Средние эффективные нефтенасыщенные толщины и коэффициенты расчленённости продуктивных пачек составляют: I – 24,57 м и 11,92; II – 54,36 м и 18,28; III – 21,36 м и 8,29. Усредненный 2 коэффициент пористости равен 10,8%, проницаемости – 0,39 мкм и нефтенасыщенности – 0,8. о Начальные пластовые давление и температура составляют соответственно 13,2 МПа и 41 С. По товарной характеристике нефть Забегаловского месторождения – повышенной вязкости, средняя по плотности, высокосернистая, высокосмолистая и парафинистая [4]. Начальное АНПД и его значительное снижение при работе скважин на естественном режиме привело к необходимости организации системы поддержания пластового давления. Учитывая очень высокую неоднородность продуктивных пачек залежи и систему разработки с применением заводнения, основными технологиями повышения нефтеотдачи и интенсификации притока должны быть технологии, направленные на выравнивание профилей приёмистости в нагнетательных и притока в добывающих скважинах. На основе результатов исследования профилей приёмистости нагнетательных скважин 1303, 1304 и 1305 необходимыми являются работы по увеличению охвата пластов воздействием. В сложившейся ситуации предложено провести обработку вышеуказанных нагнетательных скважин по технологии с применением МПДС, принимая во внимание геологические критерии её применимости: 3 приемистость – не менее 200 м /сут. при допустимом давлении закачки; вязкость нефти в интервале от 4 до 300 мПа·с; температура пласта от 15 до 50 °С; неоднородный или трещиновато-поровый пласт; обводненность >98%; пористость >16% [2]. 319